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日前，惠州石化二期配套制氢设施优化改造项目即将启动建设。该项目总投资估算为6.768亿元，计划增加2台多喷嘴水煤浆气化炉，1开1备运行，将现有3台E-gas制氢设备由2开1备调整为1开1备1检修，并对配套设施进行适应性改造。
目前全球仅有两套在运行的E-Gas煤制氢联合装置，其具有碳转化率高、热利用效率高、耗氧少等特点。与传统天然气制氢工艺相比，可降低成本20%～25%。该装置氮氧化物、二氧化硫、污水等污染物均实现了达标排放，达到行业先进水平。
E-Gas煤制氢联合装置工艺系统复杂，任何环节出现问题都会影响到系统的平稳运行，因此众多企业望而却步。自2018年起，惠州石化在没有任何煤制氢同类装置运行先例和试车经验的情况下，经过不断摸索、实践，先后攻克了余热锅炉炉管堵塞、碳回收设施故障率高、气化炉二段积灰等一系列关键核心技术，自主开发组态气化炉全过程自动化控制系统，组织开展焦过滤器反吹阀、滤芯、碳回收设施等进口设备国产化攻关，创造性地引入光纤测温技术，开发总结出余热锅炉操作法和硫磺单元低负荷操作法，实现E-Gas煤制氢联合装置在不同负荷下安全平稳运行。
新增气化炉原因
惠州炼化二期E-GAS煤气化制氢装置自2018年8月投产以来，由于系统频繁堵塞，按照设计工况运行存在安全风险，气化炉只能实现1开1备1检修切换运行，供应氢气和合成气的量只能达到原设计的一半，严重影响炼油区用氢装置的长期稳定运行，并且频繁开停车导致大量水煤气直接排放至火炬，造成污染物排放量增加。
为解决上述问题，中海油惠州石化计划增加2台多喷嘴水煤浆气化炉，1开1备运行，将现有3台E-gas制氢设备由2开1备调整为1开1备1检修，并对配套设施进行适应性改造。
改造完成后，煤气化制氢装置的操作模式优化为2开2备1检修，保持氢气及合成气生产规模与原二期变更环评的设计规模一致，即年产氢气15.14万吨，合成气11.90万吨。煤气化装置设计规模不变，煤炭消耗量减少。煤气化下游相关的低温甲醇洗、酸性水汽提、硫磺回收等装置均不发生变化，进出物料和设计规模均不做改造和变动。
新建内容主要包括多喷嘴气化装置、渣水处理、污水除硬、渣棚及10kV变电所。
为充分利用新增多喷嘴气化炉水煤气的热能，配套建设热回收一套，可副产0.4MPa低压蒸汽64.0t/h，送蒸汽管网使用。E-gas气化炉变为1开1备1检修后，热回收产超高压蒸汽减少50%。
惠州石化二期现有煤制氢装置介绍
中海油惠州炼化二期煤制氢采用美国CBI公司的E-Gas水煤浆加压气化技术，生产15万吨/年氢气和11.76万吨/年羰基合成气。氢气供炼厂加氢装置使用，合成气供丁辛醇装置使用。2018年投运。根据公示的制氢设施优化改造环评信息，各工序情况如下。
气化
惠州炼化二期E-GAS煤气化制氢采用美国CBI公司的E-Gas水煤浆加压气化技术，设有3台（2开1备）气化炉，有效气规模26.4万m3/h。主要原料为神府煤。煤气化单元以煤、水和氧气为原料，通过部分氧化工艺生产合成气。合成气洗涤后，送往制氢下游单元。少量气化炉1段下部抽出的合成气在气化单元内经文丘里和环流洗涤塔洗涤后，送到抽出气预处理单元再次洗涤并冷却。
变换
采用低水气比耐硫变换工艺生产符合CO浓度要求的高氢含量合成气。包括合成气变质部分和低温热回收部分。处理原料合成气445498m3/h（湿基），主要产品为44.5×104m3/h变换气。
低温甲醇洗
采用鲁奇低温甲醇洗工艺。主要包括变换气吸收、非变换气吸收、预洗液闪蒸、硫化氢闪蒸、二氧化碳闪蒸及富甲醇液热再生部分。处理变换气424005m3/h，非变换气20995m3/h。
变压吸附
设计产氢规模为年产纯度99.9%的工业氢15.14万吨。采用PSA法提纯，以净化变换气为原料，生产高纯氢气。提纯后的尾气，经压缩机升压后送往全厂燃料气管网。包括PSA提纯、尾气压缩、净化未变换气配氢部分。
制冷
项目冷冻站采用丙烯制冷技术，为酸性气脱除单元提供冷量。设计提供冷量7400 kW。装置由丙烯压缩和丙烯冷凝冷却结成。
酸性水汽提装置
装置设计规模为80吨/时处理煤气化洗涤塔排出的酸性水汽提（系列一）和90吨/时处理工艺冷凝水、耐硫变换、低温甲醇洗来的酸性水汽提（系列二）。系列一和系列二均采用单塔低压全吹出工艺。酸性气送硫磺回收，净化水送至污水处理场，不回用。
硫磺回收
设计规模为3万吨/年，正常操作工况硫磺产量为1.2万吨/年。制硫部分采用一级热反应+两级催化转化反应的改良CLAUS工艺。尾气焚烧采用热焚烧工艺，烟气采用SCR脱硝；离子液吸收部分采用离子液脱除烟气中的二氧化硫。包括制硫、尾气焚烧、液硫脱气及装车、离子液吸收及公用工程等。
煤制氢是实现煤炭资源有效利用的重要途径，体现了安全环保、技术成熟、价格低廉的竞争优势。未来，惠州石化将继续在炼油化工领域积极倡导煤炭清洁高效利用，助力惠州市能源结构转型和绿色低碳发展。
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